漂浮+頂驅下套管技術在大港油田趙東CP3-D18-XX井中的應用

摘" " 要：大港油田趙東CP3-D18-XX井為一口水平生產井，其中完鉆井深3 064 m，水平位移2 288 m，?244.5 mm套管下入至2 998.69 m。該井311.1 mm井眼裸眼段長，井眼軌跡復雜且清潔困難，導致套管下入摩阻大，套管下入懸重不足，采用常規下套管方式無法下入到位。結合漂浮下套管與頂驅下套管工藝的特點，采用漂浮+頂驅下套管工藝技術，完成?244.5 mm套管下入工作。通過現場應用及評價，在常規下套管方法不滿足施工要求時，推薦在水平井中采用漂浮+頂驅下套管工藝，不僅可以克服套管下入摩阻大、大勾載荷不足等問題，在遇阻時還可快速旋轉活動套管，極大降低了下套管黏卡風險，保障了現場作業安全。

關鍵詞：水平井；漂浮下套管；頂驅下套管

Floating and top drive casing running for CP3-D18-XX in Dagang Zhaodong

Oilfield

ZHANG Hao， SHEN Jiyang， LI Hongkui Drilling Branch of CNPC Offshore Engineering Company Limited， Tianjin 065000， China

Abstract：CP3-D18-XX， a horizontal production well in Dagang Zhaodong Oilfield， has a total depth of 3 064 m and a horizontal displacement of 2 288 m， with the setting depth of ?244.5 mm casing reaching 2 998.69 m. Due to the long open hole with a diameter of 311.1 mm， complex borehole trajectory， and the difficulty in hole cleaning， the casing running process encountered high friction resistance and insufficient suspended load， failing to succeed using the conventional method. The technologies of floating and top drive casing running were combined for ?244.5 mm casing running. The on-site application and evaluation show that this comprehensive technology is recommended when conventional casing running methods cannot meet the operation requirements. It can not only overcome problems such as high resistance and insufficient hook load of casing running but also quickly rotate retrievable casings to reduce the risk of casing sticking， ensuring the safety of on-site operation.

Keywords：horizontal well; floating casing running; top drive casing running

大港趙東油田由趙東平臺、導管架平臺CP2及CP3組成，主力油層以明化鎮、館陶組為主，所布井以水平井為主。其中CP2平臺布井36口、CP3布井18口。由于防碰及繞障難度大、井眼軌跡復雜、水平位移大、井眼清潔困難等原因，部分生產井?244.5 mm套管下入困難，采用常規下套管方式遇阻，上下活動無效時需要接套管循環頭進行循環及下壓，準備時間長，存在較高的黏卡風險。在CP3導管架施工中，2口井在?244.5 mm套管下入過程中遇阻，處理過程中出現套管黏卡事故。

為降低套管黏卡風險，引入了頂驅下套管技術，該工藝將頂驅下套管裝置與頂驅連接，通過頂驅旋轉帶動頂部驅動工具旋轉，實現套管上卸扣、旋轉套管柱的功能，游車上下運動帶動頂部驅動工具運動，實現上提、下放套管柱的功能，在遇阻后可以立即開泵循環上下活動套管，大大降低了套管黏卡風險。在CP3-D18-XX井（以下簡稱XX井）施工過程中，通過軟件模擬，常規下套管方式無法將套管下入至設計深度，采用了漂浮下套管方式，通過大井斜部分套管串漂浮、上部套管串內灌漿的辦法減小漂浮段套管的摩擦系數（減少摩擦阻力），同時增加上部套管的下入懸重，從而起到提高套管下入深度的作用。通過將頂驅下套管和漂浮下套管的技術優勢綜合起來，在管柱下入過程中設計套管掏空段長1 000 m，套管柱漂浮在井筒鉆井液中，并在必要情況下可以借助頂部驅動工具上下活動及緩慢旋轉管柱，使之快速通過阻卡點，形成了漂浮+頂驅下套管技術，?244.5 mm套管柱由此順利下入到位。

1" " 漂浮下套管技術

漂浮下套管技術是專門針對大位移井、水平井套管下入困難的情況，利用漂浮接箍在整個套管串中起到臨時隔離作用，如圖1所示。漂浮接箍與浮鞋之間的套管內部密閉空間充滿空氣，能夠減小管串對井壁的正壓力，從而降低管串在斜井段、大斜度或水平井段的下行摩擦阻力，使得整個管柱能夠安全、順利地下入井內[1]。

1.1" " 技術優勢

第一，減小了管串下行摩擦阻力，相對增加了井口載荷，有利于套管安全下入，可降低下套管作業風險；第二，由于減小了管串下行摩擦阻力，可以在管串上安裝更多的扶正器，保證套管在水平段、斜井段的居中度，有利于提高固井質量；第三，大位移漂浮下套管技術可以增加套管下入深度，增加水平段長度，從而增加單井可動用儲量，達到了提高單井產能目的。

1.2" " 配套工藝技術

1.2.1" " 套管

在使用部分漂浮或全漂浮下套管工藝時，套管柱應具有足夠高的抗外擠強度，要對套管抗拉、抗外擠和抗內壓強度指標進行校核，保證在全掏空工況下套管柱不被擠毀。

1.2.2" " 浮鞋

浮鞋由彈簧式回壓閥和自旋轉引鞋組成（如圖2所示），引導套管順利下入，承受反向回壓。偏心引鞋能夠360°旋轉，有效引導管串下入，正向承壓≥25 MPa，反向承壓≥35 MPa，工作溫度可達200 ℃。

1.2.3" " 高強度雙閥浮箍

高強度雙閥浮箍可采用彈簧式回壓閥+板式回壓閥，可持續承受反向回壓。

1.2.4" " 滑套式漂浮接箍

滑套式漂浮接箍的結構如圖3所示，該工具下完套管后，開啟時通過井口憋壓剪斷銷釘，使滑套處于自由狀態；利用配套指示膠塞將滑套推至專用浮箍處，通過“防轉機構”進行鎖定，再次憋壓開啟指示膠塞，重新建立循環，進入常規固井程序。

1.2.5" nbsp; 破裂盤式漂浮接箍

破裂盤式漂浮接箍的結構如圖4所示，該工具下完套管后，開啟時通過井口憋壓打碎密封盲板，盲板爆裂后成顆粒狀，可隨鉆井液循環出井筒，無需鉆除即可達到套管通徑目的，進而進入常規固井程序。

1.2.6" " 扶正器

可根據需要選擇樹脂扶正器、半剛性扶正器、剛性扶正器及滾輪扶正器。其中半剛性扶正器具有以下物理性能：低摩擦力的特性，在井下運動時摩擦阻力小；耐磨損，堅固耐用，且機械性能在220 ℃高溫條件下穩定性強。樹脂扶正器由樹脂材料制成，樹脂材料密度低于一般金屬材料密度，耐酸、堿、鹽及其他化學物質腐蝕，耐磨損性強，而且具有較低的摩擦系數和啟動扭矩。

2" " 頂驅下套管技術

旋轉下套管工藝（即頂驅下套管工藝）是指使用頂驅配合旋轉下套管工具來完成下套管作業的工藝。該工藝充分利用頂驅系統扭矩轉速可控的特性以及旋轉下套管工具可以和套管循環通道建立軟連接的特性，保證在下套管過程中隨時可以建立循環，并且轉動套管柱，從而使下套管作業像下鉆桿一樣輕松可控。

2.1" " 技術優勢

其一，在井下作業正常的情況下，完鉆后不需通井直接進入下套管程序，可節約大量工程時間；其二，適用于井眼軌跡不佳、通井效果不好的井，在下套管過程中如果遇到阻卡可以立即旋轉、上提下放、循環和下壓套管通過阻卡點，使套管順利下入；其三，在下套管過程中，隨時可以向套管內灌入鉆井液，確保套管內外壓平衡，不需專門停下來灌入鉆井液；其四，結合頂驅系統，有效控制套管旋轉扭矩和上扣扭矩，確保套管連接可靠性；其五，配合可旋轉的水泥頭，固井施工過程中可旋轉套管以確保套管居中，提升水泥漿頂替效率，極大地提高固井質量。

2.2" " 配套工藝技術

目前現場經常使用的頂驅下套管工具是以NOV、Volant等公司開發的機械式下套管工具CRT（Casing Running Tool）及Tesco等公司開發的套管驅動系統CDS（Casing Driving System）為主。

2.2.1" " 液壓式下套管工具CDS

頂部驅動下套管系統按套管卡持方式及提升能力可分為外卡式和內卡式，系統參數如表1所示。頂部驅動系統如圖5所示，按功能可分為動力總成、連接總成、限位總成、卡瓦總成以及密封導向總成5部分。動力總成主要完成卡瓦的撐開與收縮作業；連接總成用于連接動力總成與卡瓦總成，實現傳遞力和力矩的功能；卡瓦總成主要由卡瓦芯軸與卡瓦組成，完成卡緊套管的功能；密封導向總成中，導向頭用于引導頂驅下套管驅動工具進入套管，皮碗用于注入泥漿時防止泥漿回返[2]。

2.2.2" " 機械式下套管工具CRT

1）CRT工具結構。由本體外殼、支撐架、芯軸、牙塊、密封總成等組成（如圖6所示），無任何液壓裝置，更加輕便簡單，便于安裝、拆卸和操作。

2）CRT工具參數。最大上扣/卸扣扭矩85 000 ft.lbs（115 245 N?m），最大提升載荷690 t，適用的管徑為7.0～30.0 in，最大下壓載荷110 t，最大循環壓力5 000 psi（34.4 MPa），工具長度65.6 in，工具重量 1 350 lbs（612 kg），徑向行程0.75 in，通孔直徑2.0 in，最大流量1 162 gpm（4.4 m3/min），工具接頭螺紋6.625 in REG，脫手圈數0.6。不同型號CRT工具參數見表2。

2.2.3" " 液壓卡盤

液壓式下套管工具CDS配套的液壓卡盤和頂部驅動工具配有安全互鎖系統[3]，控制系統只有識別到頂部驅動工具卡瓦卡在套管本體內壁而非接箍處，且咬合力達到設定值，控制臺操作人員和司鉆才能給液壓卡盤泄壓，在正常作業時，液壓卡盤和頂部驅動工具不能同時打開。

2.2.4" " 套管

在旋轉下套管情況下，不僅對套管抗拉、抗外擠和抗內壓強度指標有較高的要求，而且對套管及接箍抗扭也有很高的要求，作業前應根據軟件模擬情況選擇高抗扭扣型套管，以滿足全程旋轉下入套管柱的要求。

2.2.5" " 偏心浮鞋

采用偏心浮鞋，相比常規套管浮鞋，具有以下優勢：其一，偏心設計的浮鞋在通過遇阻點時，減小拖曳力，減少下入過程旋轉套管柱的次數，即使上提下放管柱無法通過遇阻點需要旋轉套管柱下入時，偏心浮鞋也可以以更小的啟動扭矩旋轉套管柱，通過遇阻點的能力更強；其二，偏心浮鞋設置有底部1個主水眼和側面4個輔水眼，套管下入過程中，即使浮鞋推動井筒中巖屑堆積堵塞主水眼，也仍然可以通過側面的4個輔水眼進行循環和固井[4]。

2.2.6" " 扶正器

可根據需要選擇樹脂扶正器、剛性扶正器及滾輪扶正器。樹脂扶正器由樹脂材料制成，材料密度低于一般金屬材料密度，耐酸、堿、鹽及其他化學物質腐蝕，耐磨損性強，而且具有較低的摩擦系數和啟動扭矩[5]。

3" " XX井下入?244.5 mm套管施工難點分析

XX井軌跡設計及井身結構見表3、圖7。從圖中可以看出，該井裸眼段長，311.1 mm井眼自701 m鉆至完鉆深度3 064 m，裸眼長度2 363 m；?244.5 mm套管設計下深2 998.69 m，裸眼井段摩阻高，下入困難。XX井為一口定向井，井眼軌跡復雜，井眼軌跡設計中58°穩斜段及83?穩斜段的段長分別為1 000 m及500 m，后降斜至67.5°直到完鉆。穩斜段易形成巖屑床，同時在下入過程中隨著井斜角度增大，套管自重產生垂直于井筒低邊的側向力增加，導致井筒內壁的摩擦力進一步增大。

根據WellPlan軟件對摩擦阻力的預測進行如下具體分析。

1）若采用常規下入法（邊下套管邊灌入鉆井液）施工，當管外摩阻系數大于0.45時，如圖8所示，下放載荷小于靜載的30%，則將?244.5 mm套管下至3 062 m時，可能會出現下放困難的現象。在不同摩阻系數條件下，?244.5 mm套管下到3 062 m，其下放載荷的計算結果如表4所示。

2）不考慮頂部驅動載荷，漂浮接箍以上的套管內灌滿鉆井液，對漂浮下套管的方式進行模擬分析，漂浮長度取1 000 m（漂浮接箍位置2 147 m，井斜61.04°），套管內摩阻系數為0.25，管外摩阻系數為0.40～0.50，分析結果如圖9所示。當管外摩阻系數處于0.40～0.50時，下入載荷如表5所示，均大于靜載的30%，采用漂浮下套管可以將套管下至設計井深。

3）不考慮頂部驅動載荷，漂浮接箍以上套管灌滿鉆井液，對旋轉+漂浮下套管的方式進行模擬分析，漂浮長度取1 000 m（漂浮接箍位置2 147 m，井斜61.04°），套管內摩阻系數為0.15，管外摩阻系數為0.15～0.25，分析結果如圖10、圖11所示。當管外摩阻系數處于0.15～0.25時，下入載荷如表6所示，均大于靜載的30%；但當管外摩阻系數大于0.20時，套管下至設計井深的扭矩超過套管最大上扣扭矩，中途下入遇阻時可采取上提、下放以及調整套管轉速的方式嘗試通過遇阻位置。

綜合頂驅下套管及漂浮下套管的優勢，最終針對XX井選用了漂浮+頂驅下套管的方式下入?244.5 mm套管。

4" " 漂浮+頂驅下套管技術現場應用情況

對XX井采用漂浮+頂驅下套管的工藝，主要體現在以下幾個方面：第一，選擇了TESCO 500T內卡式液壓頂驅下套管工具，同時配套使用了氣動卡盤，降低井口人員勞動強度，下入過程中如出現遇阻可以立即進行上提、下放以及調整套管轉速的方式嘗試通過遇阻位置；第二，選擇渤海鉆探9.625 in滑套式漂浮接箍，漂浮長度1 000 m，有效地增加了套管下入過程中的大鉤載荷；第三，該井使用了VAM TOP壁厚11.99 mm的氣密扣套管，有較高的上扣扭矩，同時接箍連接處內壁光滑，降低了在固井過程中膠塞磨損的風險；第四，采用偏心浮鞋，在遇阻過程中通過上提、下放能更好地通過遇阻點；第五，采用雙浮箍的安裝方式，選擇對應壓力等級的浮鞋和浮箍，并在浮鞋上方套管柱上連接雙浮箍，實現三重保障。

通過軟件的模擬計算，采用漂浮+不旋轉的套管下入方式，全程下入過程中大鉤載荷始終大于靜載的30%，順利將?244.5 mm套管下入至設計深度2 998.69 m，套管下入到位后按照作業程序，打開漂浮接箍進行循環排氣后投入指示塞，打開指示塞后進入常規固井程序，順利完成了長裸眼段下套管及固井作業。

5" " 結束語

應用漂浮+頂驅下套管技術，借助軟件模擬，合理確定了掏空段長度，增加大鉤載荷，減小套管下入過程中裸眼摩阻系數。應用頂驅下套管技術，豐富套管遇阻時的處理手段。優選配套套管及套管附件，優化套管扶正器安放，有力保障了CP3-D18-XX井長裸眼段套管下入到位。

漂浮+頂驅下套管技術在趙東油田長裸眼井中的成功應用，為趙東油田長裸眼井套管安全下入提供了一種新思路，在大位移井及常規下套管方式無法下入到位的長裸眼井中，根據軟件模擬情況，可以考慮采用常規漂浮下套管、全漂浮下套管、漂浮+不旋轉下套管及漂浮+旋轉下套管的方式進行套管下入作業。

參考文獻

[1]" 焦亞軍，陳安環，何方雨，等. 漂浮下套管技術在淺層頁巖氣水平井中的應用及優化[J]. 天然氣工業，2021，41（S1）：177-181.

[2]" 梁政，張力文，蔣發光，等. 頂驅下套管驅動工具現狀與發展建議[J]. 石油礦場機械，2013，42（1）：1-5.

[3]" 張國田，鄒連陽，黃衍福，等. 頂驅下套管裝置的研制[J]. 石油機械，2008，36（9）：82-84.

[4]" 田志欣，王志偉. 全漂浮旋轉下套管技術在大位移井中的應用[J]. 石油天然氣學報，2018，40（6）：53-58.

[5]" 王志偉，張偉國，金顥，等. 南海番禺油田大位移井全程漂浮旋轉下套管技術[J]. 鉆采工藝，2021，44（1）：147-151.

作者簡介：

張" " 浩（1986—），男，天津人，工程師，2010年畢業于中國石油大學（北京）石油工程專業，目前主要從事海洋平臺鉆井技術管理工作。Email：zhanghao1.cpoe@cnpc.com.cn

編輯：林" " 鮮